Расчет себестоимости резервуара

Особенности формирования себестоимости продукции на нефтегазовых предприятиях Перспективные уровни добычи нефти в России определяются в основном следующими факторами – спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли. Западно-Сибирская и Урало-Поволжская нефтегазоносные провинции будут оставаться главными нефтедобывающими регионами страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Потенциальная добыча “новых” нефтегазоносных провинций Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем «старых», и освоение их будет весьма затратным. Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55%. Масштабная добыча нефти начата в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране. К настоящему времени разведанность запасов в европейских регионах России и Западной Сибири достигает 70 — 75% по нефти и 45 — 50% по газу, в то же время Восточная Сибирь и Дальний Восток освоены только на 8 – 10%, а шельфы морей - лишь на 2 %. Именно на эти труднодоступные регионы (включая север Тюменской и Архангельской областей) приходится около 46% перспективных и более 50% прогнозных ресурсов нефти и около 80% природного газа. Перспективные объёмы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социальноэкономического развития страны. Устойчивое положение отрасли поддерживается действующей налоговой системой, которая побуждает добычу на месторождениях повышенной сложности (добыча вязкой и высоковязкой нефти) и новых месторождениях с помощью льгот таможенной пошлины и НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых). Российский бюджет, благодаря действующей системе 37 налогообложения, выигрывает за счет повышения цен на нефть, но при этом, при её падении имеют место значительные потери, в отличие от денежного потока, на него изменения цены на нефть влияет незначительно. Первоначальное действие, предпринятое нефтяными организациями России по снижению цен на нефть – сглаживание негативных последствий после снижения мировых цен (девальвация рубля). Поскольку поступления от экспорта нефти в долларах, а основные издержки нефтяных организаций России в рублях, компании благополучно воспользовались этим. Перечисленные факторы не способны гарантировать Российской нефтяной отрасли устойчивое развитие в долгосрочной перспективе, они лишь ненадолго сглаживают эффект от резкого снижения цен на нефть. На данный момент времени развитию российской нефтяной отрасли брошен вызов как с внешней стороны непредсказуемая динамика цен, рост конкуренции на внешних рынках. Риск долгосрочного действия дискриминационных санкций запада, по отношению к Российским нефтегазовым компаниям как с внешней стороны (ограничение доступа к новым разработкам, рынку заемных средств, ограничение на участие в международных инвестиционных проектах), так и с внутренней стороны, не смотря на наглядную стабильную устойчивость на мировом рынке, отрасли необходимо найти возражения. Иначе говоря, в контрасте нестабильно - отрицательной динамики цен на мировом рынке, а также целом ряде технологических и финансовых санкций запада, ориентированных на российскую нефтяную отрасль, сбит привычный механизм получения кредитов от западных инвесторов для воплощения новых инвестиционных проектов, следовательно, возникают сложности в эффективном развитии производства и освоения новых месторождений. Кроме того, также со стороны западных стран, ограничены технологические возможности развития. Поэтому, российский нефтяной сектор вынужден ограничиваться исключительно собственными средствами, которые уменьшают свой объем 38 соответственно падению мировых цен на нефть. В свою очередь, низкие мировые цены создают риски увеличения налогообложения на отрасль, ограничивая возможность государственной поддержки новых проектов. Как следствие, российскому нефтяному сектору обеспечено падение инвестиций и изменение долгосрочных планов развития, как с внешнего уровня, так и с внутренней стороны. Ситуация усугубляется и тем, что российская нефтедобыча вступила в период структурной трансформации, когда выбывающие объемы добычи на действующем фонде месторождений требуется постепенно замещать добычей на новых, как правило, значительно более дорогих проектах. Эксперты Фонда «Институт энергетики и финансов» и компания «VygonConsulting» провели анализ, который показывает, что для поддержания, достигнутого за последние несколько лет уровня добычи, равного 525 – 530 млн., т., уже в среднесрочной перспективе необходимо начать разработку мероприятий по извлечению трудноизвлекаемых нефтяных ресурсов Арктического шельфа. На данный момент, уровень добычи нефти равный 525 млн тн — это цель, поставленная перед энергетической отраслью России до 2035 г., проект которой находится сегодня на рассмотрении Правительства России. Также нельзя не отметить, что меняется не только география российской нефтедобычи, но и характер разрабатываемых месторождений. Так, если сегодня 70% нефти добывается на уникальных и крупных месторождениях уровня Самотлорского, Уренгойского, Ромашкинского, Ванкорского и пр., то уже в среднесрочной перспективе основной прирост добычи будут обеспечивать мелкие месторождения нефти с объемами начальных извлекаемых запасов менее 15 млн т нефти. Это, в свою очередь, потребует принципиально иного подхода к их освоению, кардинально отличающегося от традиционной практики работы с месторождениями-гигантами. Таким образом, ключевым внутренним вызовом развития российской нефтяной отрасли является ожидаемое качественное изменение структуры 39 нефтедобычи в пользу значительно более дорогих проектов, развивать которые в условиях текущей конъюнктуры мировых цен на нефть и дефицита источников инвестиций будет очень сложно. Еще одним внутренним вызовом развитию отрасли является проблема нефтепереработки, точнее – улучшение ее качественных характеристик. Рост объемов переработки в указанный период, в основном, обеспечивался за счет роста первичной переработки нефти практически без направления продуктов первичной переработки на углубляющие и облагораживающие процессы. Ситуация начала меняться в 2015 г., когда объемы первичной нефтепереработки впервые за последние годы продемонстрировали снижение (- 2,3% к уровню 2014 г., или 282 млн тн), однако пока сложно оценить, является ли это снижение результатом начала структурной трансформации отрасли или простого наращивания экспорта сырой нефти в ущерб ее переработке внутри страны. Российская нефтепереработка характеризуется низким уровнем использования вторичных процессов. Так, суммарная загрузка вторичных процессов в 2015 г. составила 57% от первичной переработки, в то время как в странах Западной Европы этот показатель превышает 100%, а в США – 165%. Это приводит к тому, что глубина нефтепереработки практически не растет, несмотря на увеличение объемных показателей переработки нефти. Ситуацию были призваны переломить т.н. четырехсторонние соглашения, заключенные в 2014 г. между нефтяными компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом, которые оформили своего рода «дорожную карту» модернизации российской нефтепереработки с целью улучшения ее качественных характеристик. Однако процесс модернизации затянулся, и в новых неблагоприятных ценовых условиях дальнейшее соблюдение ее сроков маловероятно. Кроме того, разработанные нефтяными компаниями планы модернизации сделали ставку на развитие гидрокрекинга и стимулирование экспортно-ориентированного производства дизтоплива, тогда как развитие 40 каталитического крекинга и соответствующее развитие производства автомобильных бензинов получило не такое широкое распространение. В результате к концу модернизации российской нефтепереработки мы рискуем получить значительные избыточные мощности по производству дизельного топлива, которое гораздо менее востребовано в России, чем автомобильный бензин. Попытки расширения экспорта дизельного топлива из России уже в среднесрочной перспективе могут натолкнуться на избыточные мощности НПЗ в Европе и растущую конкуренцию за европейский рынок со стороны дизельного топлива, производимого на Ближнем Востоке и в США. Основное направление развития нефтепереработки – модернизация и реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов. В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных малых заводов с полным циклом переработки нефти. основные направления развития систем транспортировки нефти. Северо - Балтийское направление – строительство второй очереди Балтийской трубопроводной системы с увеличением мощности направления до 62 млн. т нефти в год и создание в условиях благоприятного и оптимистического вариантов социально-экономического развития новой трубопроводной системы для экспорта нефти с перевалочным комплексом на Кольском полуострове (до 120 млн. т нефти в год). Каспийско - Черноморско - Средиземноморское направление – развитие маршрутов транзита нефти прикаспийских стран СНГ путем увеличения пропускной способности трубопровода Атырау - Самара до 25 - 30 млн. т нефти в год и нефтеналивных морских терминалов в Новороссийске и Туапсе до 59 41 млн. т нефти в год, а также достижение проектной мощности нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (67 млн т в год). Центрально-Европейское направление – соединение трубопроводных систем «Дружба» и «Адрия» с целью поэтапного (5 - 10 - 15 млн т в год) увеличения экспорта нефти из России и стран СНГ через нефтеперевалочный терминал в порту Омишаль (Хорватия). Объединение трубопроводных систем Центральной и Восточной Европы в единую систему. Восточно - Сибирское направление – обеспечение формирования в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых центров добычи нефти и выход России на энергетический рынок Азиатско-Тихоокеанского региона определяет необходимость создания нефтепроводной системы Ангарск - Находка (мощностью до 80 млн т в год) с ответвлением на Китай (г. Дацин). Дальневосточное направление – создание оптимальной транспортной инфраструктуры, отвечающей требованиям рационального пользования недрами, в том числе в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», с учетом перспектив освоения нефтегазовых ресурсов в районе острова Сахалин. Реализация части этих направлений потребует сооружения новых и развития действующих морских нефтеэкспортных терминалов. Для оптимизации экспортных поставок нефтепродуктов с крупнейших нефтеперерабатывающих заводов предусматривается строительство нефтепродуктопроводов Сызрань – Саратов – Волгоград – Новороссийск, Андреевка – Альметьевск, а также Кстово – Ярославль – Кириши – Приморск и перевалочного комплекса в городе Приморске. Стоимость добычи нефти − это суммарные затраты, которые несет нефтедобывающая компания в процессе разработки месторождения, добычи нефти, его доставки к потребителю и прочих работ. По сути, стоимость добычи нефти – это себестоимость затрат, которая выражается в единице объема добытой нефти. Себестоимость нефтепродуктов формируется в условиях ряда особенностей, отличающих нефтеперерабатывающее производство. К ним 42 относятся многообразие ассортимента вырабатываемых нефтепродуктов, непрерывность процесса производства, применение обособленных, технологически взаимосвязанных процессов и их комплексный характер, химизация процессов переработки. Методика учета затрат и калькулирования себестоимости продукции нефтедобывающего предприятия, в первую очередь зависит от характера технологического процесса, сложности добычи нефти, истощение существующих месторождений, жесткие требования по экологической безопасности и природоохранной деятельности, возможные финансовые изменения в компании в связи с особенностями мирового рынка нефти (с учетом возможной коррекции цен на нефть в условиях кризиса). К основным технологическим особенностям нефтедобывающих предприятий относятся: - в результате единого технологического процесса вырабатываются два основных продукта – нефть и газ, что сказывается на обоснование выбора метода распределения затрат между продуктами; - получение технологических отходов, шламов, которые должны иметь стоимостную оценку и учитываемые при калькулировании добычи нефти путем исключения их из общей суммы затрат; - наличие сложных технологических процедур в процессе поиска месторождений, добыче, обработке и транспортировки нефти, оказывающее влияние на выбор попроцессного метода учета затрат и калькулирования себестоимости добычи нефти; - эксплуатация высокостоимостного бурового и нефтепромыслового оборудования, оказывающая влияние на преобладание энергетических расходов в структуре себестоимости добычи нефти; - высоко-затратный процесс осуществления природоохранных и экологических мероприятий. Выделенные технологические особенности оказывают непосредственное влияние на процесс калькулирования себестоимости основной продукции и в 43 целом на систему управления затратами на нефтедобывающих предприятиях. Основные технологические схемы нефтеперерабатывающего производства − это топливная, топливно-масляная и топливнонефтехимическая. С изменением схемы переработки нефти изменяется объем эксплуатационных затрат и уровень себестоимости продукции [4]. Преобладающее большинство процессов переработки − комплексные. В результате переработки одного и того же сырья в едином технологическом процессе получают одновременно основные (целевые) и попутные (побочные) продукты. Это определяет необходимость распределения издержек нефтепереработки между вырабатываемыми нефтепродуктами. Себестоимость добычи нефти и газа представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе добычи нефти и газа природных ресурсов, реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат.